RU2703047C1

RU2703047C1 - Device for measuring pipe in oil well structure and method for said measurement

Info

Publication number: RU2703047C1
Application number: RU2018141331A
Authority: RU
Inventors: Аарон Митчелл КАРЛСОН; Брэдли Роберт МАРТИН
Original assignee: Интеллиджент Уэллхэд Системс Инк.
Priority date: 2016-05-31
Filing date: 2016-05-31
Publication date: 2019-10-15
Also published as: EP3464816B1; MX2018014757A; CA3022778C; AU2016409304A1; AU2016409304B2; WO2017205955A1; EP3464816A4; CN109196183A; CN109196183B; CA3022778A1; SA518400494B1; EP3464816A1

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: invention relates to drilling of wells, in particular, to method of measuring pipe in well structure and device for said measurement. Device for measuring pipe in well structure comprises tubular body extending between the first and second ends and having an inner surface surrounding the passage therethrough, and an outer surface, wherein the body is made from a non-magnetic alloyed metal. Device further comprises a pair of flanges, each of which is connected to one of the first or second ends of the tubular body and comprises a passage through it, corresponding to the passage of the tubular body, wherein each of the pair of flanges is made with possibility of linear connection to the well structure. Device further comprises at least one sensor unit configured to be arranged around an outer portion of the tubular body, comprising a sensor, intended for measurement of magnetic field intensity, and at least one magnetic unit, which is arranged with the possibility of location around outer part of tubular body, containing at least one magnet.

EFFECT: high accuracy of determining location of connections on a string for lowering tools or production string.

19 cl, 9 dwg

Description

Предпосылки изобретенияBACKGROUND OF THE INVENTION

1. Область техники, к которой относится настоящее изобретение1. The technical field to which the present invention relates.

Настоящее изобретение относится к бурению скважин и, в частности, к способу измерения трубы в конструкции скважины и устройству для указанного измерения.The present invention relates to well drilling and, in particular, to a method for measuring a pipe in a well structure and a device for said measurement.

2. Предшествующий уровень техники настоящего изобретения2. The prior art of the present invention

При добыче углеводородов скважина может быть образована внешней обсадной колонной, расположенной в стволе скважины, и необязательно может быть окружена цементом. Скважина может также содержать колонну для спуска инструментов или эксплуатационную колонну для эксплуатации или добычи из скважины. Ввиду потенциально высоких давлений в скважине от углеводородов, извлеченных из продуктивной углеводородной формации, используются многочисленные типы запорных задвижек, катушек и другой арматуры для изолирования доступа в скважину и управления им, такой как, в качестве неограничивающего примера, широко известная группа превентеров, или комплекс оборудования для спуско-подъема труб под давлением.In hydrocarbon production, the well may be formed by an external casing located in the wellbore, and may optionally be surrounded by cement. The well may also comprise a string for lowering tools or a production string for operation or production from the well. Due to the potentially high pressure in the well from hydrocarbons extracted from the productive hydrocarbon formation, numerous types of shutoff valves, coils and other valves are used to isolate and control access to the well, such as, by way of non-limiting example, a well-known group of preventers, or a set of equipment for launching pipes under pressure.

Конструкция скважины может содержать запорные задвижки, предназначенные для закрытия устья скважины или его полного или частичного уплотнения иным образом по желанию пользователя. В частности, одной распространенной конструкцией для таких задвижек являются трубные плашки, используемые в виде пары противоположно расположенных плашек, подвижных в плоскости, перпендикулярной стволу скважины. Плашки могут перемещаться в этой плоскости поршнями или подобными устройствами и управляются таким образом, чтобы смещаться от центрального прохода скважины или контактировать друг с другом для уплотнения скважины. Плашки могут быть глухого или срезающего типа для полного уплотнения скважины или типа трубной плашки, в котором каждая из двух плашек содержит полукруглое отверстие размером, позволяющим трубе проходить через него, когда две плашки прижаты друг к другу. Эти трубные плашки обычно используются в комплексах оборудования для спуско-подъема труб под давлением для уплотнения затрубного пространства бурильной или эксплуатационной колонны и изоляции скважины ниже трубной плашки от окружающей среды, одновременно позволяя бурильной или эксплуатационной колонне оставаться в скважине или извлекаться из нее или вводиться в нее.The well design may include shutoff valves designed to close the wellhead or to completely or partially seal it in any other way as desired by the user. In particular, one common design for such gate valves is pipe dies, used as a pair of oppositely arranged dies movable in a plane perpendicular to the wellbore. Dies can be moved in this plane by pistons or similar devices and are controlled in such a way as to move away from the central passage of the well or in contact with each other to seal the well. The dies may be of a blind or shear type to completely seal the well or a type of tube dies, in which each of the two dies contains a semicircular hole with a size that allows the pipe to pass through it when the two dies are pressed against each other. These tube dies are commonly used in pressure pipe trunks to seal the annulus of a drill string or production string and isolate the well below the pipe die from the environment, while allowing the drill string or production string to remain in or removed from the well or inserted into it .

Одной из трудностей, связанных с обычными скважинами для добычи углеводородов, является трудность определения местоположения соединений на колонне для спуска инструментов или эксплуатационной колонне. Эти колонны обычно образуют из нескольких соединенных конец с концом труб, которые соединены между собой резьбовыми соединителями. Обычно эти резьбовые соединители находятся на каждом конце и образуют увеличенные части трубы, которые усилены для обеспечения большей и более прочной секции трубы для ее захвата инструментами и т.п. Эти замковые соединения характеризуются большим поперечным сечением, чем остальная часть трубы. К сожалению, эти увеличенные диаметры замковых соединений могут мешать должной работе трубных плашек в случае попытки закрыть трубную плашку в месте нахождения такого замкового соединения или при извлечении или вставке трубы, когда для удерживания давления установлена по меньшей мере одна из плашек. Этот случай обычно называется протаскиванием через закрытый противовыбросовый превентор, и это может создавать опасность втягивания или вталкивания замкового соединения в закрытую трубную плашку с повреждением при этом трубы и/или трубной плашки.One of the difficulties associated with conventional hydrocarbon production wells is the difficulty of locating joints on a tool string or production string. These columns usually form from several connected end to end pipes, which are interconnected by threaded connectors. Typically, these threaded connectors are located at each end and form enlarged portions of the pipe that are reinforced to provide a larger and stronger section of the pipe to be gripped by tools and the like. These locking joints are characterized by a larger cross section than the rest of the pipe. Unfortunately, these increased diameters of the locking joints can interfere with the proper operation of the pipe dies if you try to close the pipe dies at the location of such a lock connection or when removing or inserting the pipe when at least one of the dies is installed to hold the pressure. This case is commonly referred to as pulling through a closed blowout preventer, and this can create a risk of the lock connection being pulled in or pushed into the closed pipe die, thereby damaging the pipe and / or pipe die.

Краткое раскрытие настоящего изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

В соответствии с первым вариантом осуществления настоящего изобретения предлагается устройство для измерения трубы в конструкции скважины. Устройство содержит трубчатое тело, проходящее между первым и вторым концами и содержащее внутреннюю поверхность, окружающую проход через него, и наружную поверхность, причем тело изготовлено из немагнитного легированного металла. Кроме того, устройство содержит пару фланцев, каждый из которых соединен с одним из первого или второго концов трубчатого тела и содержит проход через него, соответствующий проходу трубчатого тела, причем каждый из двух фланцев выполнен с возможностью линейного соединения с конструкцией скважины. Кроме того, устройство содержит по меньшей мере один датчиковый блок, который выполнен с возможностью расположения вокруг наружной части трубчатого тела, содержащий датчик, предназначенный для измерения напряженности магнитного поля, и по меньшей мере один магнитный блок, который выполнен с возможностью расположения вокруг наружной части трубчатого тела, содержащий по меньшей мере один магнит.According to a first embodiment of the present invention, there is provided a device for measuring a pipe in a well structure. The device comprises a tubular body passing between the first and second ends and containing an inner surface surrounding the passage through it and an outer surface, the body being made of non-magnetic alloyed metal. In addition, the device contains a pair of flanges, each of which is connected to one of the first or second ends of the tubular body and contains a passage through it corresponding to the passage of the tubular body, each of the two flanges being made with the possibility of linear connection with the design of the well. In addition, the device comprises at least one sensor unit, which is arranged to be arranged around the outer part of the tubular body, comprising a sensor for measuring magnetic field strength, and at least one magnetic block, which is arranged to be arranged around the outer part of the tubular body containing at least one magnet.

Трубчатое тело может содержать по меньшей мере один корпус, проходящий вокруг одного из по меньшей мере одного датчикового блока или одного из по меньшей мере одного магнитного блока. Каждый корпус может включать в себя гильзу. Гильзы могут изготавливаться из сплава черного металла. Каждый из указанного по меньшей мере одного датчикового блока и указанного по меньшей мере одного магнитного блока может проходить в радиальном направлении от указанного трубчатого тела.The tubular body may comprise at least one housing extending around one of the at least one sensor unit or one of the at least one magnetic unit. Each housing may include a sleeve. Sleeves can be made of an alloy of ferrous metal. Each of said at least one sensor unit and said at least one magnetic unit may extend radially from said tubular body.

Датчиковый блок может включать в себя датчик, выдающий сигнал, представляющий диаметр металлического предмета, находящегося в центральном проходе. Датчик может включать в себя датчик на эффекте Холла. Датчик может располагаться рядом с наружной поверхностью трубчатого тела. Датчиковый блок может содержать магнит, расположенный на конце слепого отверстия, противоположном датчику.The sensor unit may include a sensor that provides a signal representing the diameter of a metal object located in a central passage. The sensor may include a Hall effect sensor. The sensor may be located adjacent to the outer surface of the tubular body. The sensor unit may comprise a magnet located at the end of the blind hole opposite the sensor.

Магнитный блок может содержать по меньшей мере один магнит. Магнит может включать в себя несколько магнитов. Магнит может включать себя магниты из редкоземельных металлов. Магнит может включать в себя электромагниты.The magnetic unit may comprise at least one magnet. A magnet may include several magnets. The magnet may include rare earth magnets. A magnet may include electromagnets.

Датчиковый блок и магнитный блок могут быть расположены вокруг трубчатого тела. Датчиковый блок и магнитный блок могут быть расположены на одинаковом расстоянии друг от друга вокруг трубчатого тела. Датчиковый блок и магнитный блок могут быть расположены в общей плоскости, перпендикулярной оси трубчатого тела. Датчиковый блок и магнитный блок могут быть расположены в нескольких плоскостях.The sensor unit and the magnetic unit may be located around the tubular body. The sensor unit and the magnetic unit can be located at the same distance from each other around the tubular body. The sensor unit and the magnetic unit can be located in a common plane perpendicular to the axis of the tubular body. The sensor unit and the magnetic unit can be located in several planes.

В соответствии с еще одним вариантом осуществления настоящего изобретения предлагается система для измерения трубы в конструкции скважины, содержащая трубчатое тело, проходящее между первым и вторым концами и содержащее внутреннюю поверхность, окружающую проход через него, и наружную поверхность, причем тело изготовлено немагнитного легированного металла. Кроме того, система содержит пару фланцев, каждый из которых соединен с одним из первого или второго концов трубчатого тела и содержит проход через него, соответствующий проходу трубчатого тела, причем каждый из двух фланцев выполнен с возможностью линейного соединения с конструкцией скважины. Система дополнительно содержит по меньшей мере один датчиковый блок, который выполнен с возможностью расположения вокруг наружной части трубчатого тела, содержащий датчик, предназначенный для измерения напряженности магнитного поля, по меньшей мере один магнитный блок, который выполнен с возможностью расположения вокруг наружной части трубчатого тела, содержащий по меньшей мере один магнит, и дисплей, предназначенный для получения выходного сигнала по меньшей мере с одного датчикового блока и выдачи пользователю отображения, указывающего диаметр предмета в трубчатом теле.In accordance with another embodiment of the present invention, there is provided a system for measuring a pipe in a well structure comprising a tubular body extending between the first and second ends and comprising an inner surface surrounding the passage through it and an outer surface, the body being made of a non-magnetic alloyed metal. In addition, the system contains a pair of flanges, each of which is connected to one of the first or second ends of the tubular body and contains a passage through it corresponding to the passage of the tubular body, and each of the two flanges is made with the possibility of linear connection with the design of the well. The system further comprises at least one sensor unit, which is arranged to be arranged around the outer part of the tubular body, comprising a sensor for measuring magnetic field strength, at least one magnetic unit, which is arranged to be arranged around the outer part of the tubular body, comprising at least one magnet, and a display for receiving an output signal from at least one sensor unit and providing a display to the user, indicating diameter of an object in a tubular body.

Другие аспекты и признаки настоящего изобретения станут очевидными специалистам в области данной техники после анализа последующего раскрытия конкретных вариантов осуществления настоящего изобретения, выполненного со ссылками на прилагаемые фигуры.Other aspects and features of the present invention will become apparent to those skilled in the art after analyzing the subsequent disclosure of specific embodiments of the present invention made with reference to the accompanying figures.

Краткое описание фигурBrief Description of the Figures

На фигурах, иллюстрирующих варианты осуществления настоящего изобретения, подобными позициями обозначены соответствующие детали на каждом виде.In the figures illustrating embodiments of the present invention, like numbers indicate corresponding parts in each view.

На фиг. 1 представлен разрез верхнего конца ствола скважины, содержащего внешнюю обсадную колонну и находящуюся в ней эксплуатационную колонну с устройством для обнаружения местоположения соединения труб.In FIG. 1 is a sectional view of the upper end of a wellbore comprising an external casing string and a production string located therein with a device for detecting the location of the pipe joint.

На фиг. 2 представлен вид в перспективном изображении устройства для обнаружения местоположения соединения труб в соответствии с первым вариантом осуществления настоящего изобретения.In FIG. 2 is a perspective view of a device for locating a pipe connection in accordance with a first embodiment of the present invention.

На фиг. 3 представлен разрез устройства, показанного на фиг. 3, по линии 3-3.In FIG. 3 is a sectional view of the device shown in FIG. 3, along the line 3-3.

На фиг. 4 представлен разрез устройства, показанного на фиг. 3, по линии 4-4.In FIG. 4 is a sectional view of the device shown in FIG. 3, on line 4-4.

На фиг. 5 представлена иллюстрация вывода данных на экран, который демонстрирует напряжение, выдаваемое датчиком устройства, показанного на фиг. 3, при прохождении через него замкового соединения.In FIG. 5 is an illustration of a data output to a screen that shows the voltage output by the sensor of the device shown in FIG. 3, when passing through the castle connection.

На фиг. 6 представлен вид в перспективном изображении устройства для обнаружения местоположения соединения труб в соответствии с еще одним вариантом осуществления настоящего изобретения.In FIG. 6 is a perspective view of a device for locating a pipe connection in accordance with yet another embodiment of the present invention.

На фиг. 7 представлен вид сбоку устройства для обнаружения местоположения соединения труб в соответствии с еще одним вариантом осуществления настоящего изобретения.In FIG. 7 is a side view of a pipe joint location apparatus in accordance with yet another embodiment of the present invention.

На фиг. 8 представлен разрез устройства на фиг. 1 с находящейся в нем трубой.In FIG. 8 is a sectional view of the device of FIG. 1 with a pipe in it.

На фиг. 9 представлен подробный разрез одного из магнитных блоков устройства на фиг. 3.In FIG. 9 is a detailed sectional view of one of the magnetic blocks of the device of FIG. 3.

Подробное раскрытие настоящего изобретенияDetailed disclosure of the present invention

Рассмотрим фиг. 1, на которой позицией 10 в общем обозначена конструкция скважины, находящаяся в стволе 8 скважины в грунтовой формации 6. Конструкция скважины содержит обсадную колонну 12 скважины, содержащую верхний фланец 14, который выполнен с возможностью крепления к трубной плашке 16 или любому иному требуемому устройству устья скважины. Ясно, что предлагаемое устройство может располагаться в любом месте в скважине, таком как, в качестве примера, не ограничивающего объем настоящего изобретения, стояк, блок для спуско-подъема труб под давлением, противовыбросовый превентор или любое иное устройство скважины. Кроме того, следует понимать, что хотя на фиг. 1 для ясности проиллюстрирована лишь одна трубная плашка, многие установки будут содержать более одного компонента устья скважины. Как проиллюстрировано на фиг. 1, конструкция скважины содержит устройство для обнаружения соединения труб в соответствии с первым вариантом осуществления настоящего изобретения, обозначенное позицией 20, и одно или несколько из следующего: верхняя труба, компонент скважины или иное оборудование 18, расположенные выше. Внутри обсадной колонны расположена эксплуатационная колонна или колонна 15 для спуска инструментов, содержащая по своей длине несколько замковых соединений 17.Consider FIG. 1, in which reference numeral 10 generally denotes a well structure located in a wellbore 8 in a subsoil formation 6. The well structure includes a well casing 12 containing an upper flange 14 that is adapted to be attached to a pipe die 16 or any other wellhead device wells. It is clear that the proposed device can be located anywhere in the well, such as, by way of example, not limiting the scope of the present invention, a riser, a block for tripping pipes under pressure, a blowout preventer or any other device of the well. In addition, it should be understood that although in FIG. 1, for clarity, only one pipe die is illustrated; many installations will contain more than one wellhead component. As illustrated in FIG. 1, the well structure comprises a pipe connection detection apparatus in accordance with a first embodiment of the present invention, indicated at 20, and one or more of the following: an overhead pipe, a well component, or other equipment 18 located above. Inside the casing is located production casing or string 15 for lowering tools, containing along its length several locking joints 17.

Устройство 20 обнаруживает присутствие замкового соединения 17 и выдает сигнал компьютеру 88 и/или на дисплей 89 для указания пользователю, что замковое соединение 17 находится в устройстве 20, чтобы позволить пользователю продвинуть эксплуатационную колонну или 15 колонну для спуска инструментов внутри обсадной колонны 12 на предопределенное расстояние для предотвращения зацепления одной из трубных плашек 16 или других устройств устья скважины с замковым соединением.The device 20 detects the presence of the locking joint 17 and provides a signal to the computer 88 and / or the display 89 to indicate to the user that the locking joint 17 is located in the device 20 to allow the user to advance the production casing or 15 casing for lowering the tools within the casing 12 to a predetermined distance to prevent engagement of one of the pipe dies 16 or other devices of the wellhead with a locking connection.

Рассмотрим фиг. 2, на которой устройство 20 содержит трубчатый элемент или тело 22, проходящее между верхним и нижним концами 24 и 26 соответственно и проходящее между внутренней и наружной поверхностями 25 и 27 соответственно. Трубчатый элемент 22 содержит несколько магнитных или датчиковых блоков 70 и 80, проходящих от него, что более подробно будет описано ниже. Необязательно, каждый из магнитных или датчиковых блоков 70 и 80 может содержаться в корпусе, таком как, в качестве примера, не ограничивающего объем настоящего изобретения, гильза 40, проходящая от наружной поверхности трубчатого элемента 22. Как проиллюстрировано, внутренняя и наружная поверхности 25 и 27 трубчатого элемента 22 являются по существу цилиндрическими относительно центральной оси 29, и внутренняя поверхность 25 окружает центральный проход 28, проходящий внутри ее, который по размеру и форме может соответствовать внутреннему пространству обсадной колонны 12. Как проиллюстрировано на фиг. 2 и 4, верхняя и нижняя поверхности верхнего и нижнего фланцев 30 и 32 являются по существу плоскими в плоскости, нормальной к оси 29, и необязательно могут содержать канавку 36 под уплотнение, проходящую кольцеобразно по ним и предназначенную для приема уплотнения, как известно в области данной техники.Consider FIG. 2, on which the device 20 comprises a tubular element or body 22 extending between the upper and lower ends 24 and 26, respectively, and extending between the inner and outer surfaces 25 and 27, respectively. The tubular element 22 contains several magnetic or sensor blocks 70 and 80 extending from it, which will be described in more detail below. Optionally, each of the magnetic or sensor blocks 70 and 80 may be contained in a housing, such as, for example, not limiting the scope of the present invention, a sleeve 40 extending from the outer surface of the tubular element 22. As illustrated, the inner and outer surfaces 25 and 27 the tubular element 22 is essentially cylindrical about the Central axis 29, and the inner surface 25 surrounds the Central passage 28, passing inside it, which in size and shape can correspond to the inner space nstvu casing 12. As illustrated in FIG. 2 and 4, the upper and lower surfaces of the upper and lower flanges 30 and 32 are substantially flat in a plane normal to axis 29, and may optionally comprise a seal groove 36 extending annularly along them and intended to receive the seal, as is known in the art this technique.

Устройство 20 содержит верхний и нижний фланцы 30 и 32 соответственно, прилегающие к каждому из верхнего и нижнего концов 24 и 26 трубчатого элемента и соединенные с ними для образования с ними сплошного тела. Как проиллюстрировано, каждый из верхнего и нижнего фланцев 30 и 32 и трубчатый элемент 22 содержат центральный проход 28, проходящий через них вдоль общей центральной оси 29. Верхний и нижний фланцы 30 и 32 размерно выполнены такими, что характеризуются большим наружным диаметром, чем трубчатый элемент 22, чтобы выступать из трубчатого элемента, и содержат несколько отверстий 34, проходящих через них и предназначенных для присоединения прилегающих конструкций в устье скважины, таких как, в качестве примера, не ограничивающего объем настоящего изобретения, трубные плашки и т.п.Необязательно, устройство может быть выполнено в качестве стыковочной втулки, в которой верхний и нижний фланцы 30 и 32 могут содержать зажимающие элементы, предназначенные для зажатия прилегающих труб, как проиллюстрировано на фиг. 6, что хорошо известно из уровня техники. При работе верхний и нижний фланцы 30 и 32 могут крепиться к таким дополнительным конструкциям с помощью болтов или подобных крепежных деталей, как общеизвестно. Необязательно, устройство может быть выполнено в качестве стыковочной втулки, в которой верхний и нижний фланцы 30 и 32 могут содержать зажимающие элементы, предназначенные для зажатия прилегающих труб, как проиллюстрировано на фиг. 6, что хорошо известно из уровня техники.The device 20 contains the upper and lower flanges 30 and 32, respectively, adjacent to each of the upper and lower ends 24 and 26 of the tubular element and connected with them to form a solid body with them. As illustrated, each of the upper and lower flanges 30 and 32 and the tubular element 22 comprise a central passage 28 passing through them along a common central axis 29. The upper and lower flanges 30 and 32 are dimensioned to have a larger outer diameter than the tubular element 22 to protrude from the tubular element, and contain several holes 34 passing through them and designed to attach adjacent structures at the wellhead, such as, for example, not limiting the scope of the present shafts, tube dies, and the like. Optionally, the device may be configured as a docking sleeve in which the upper and lower flanges 30 and 32 may comprise clamping elements for clamping adjacent pipes, as illustrated in FIG. 6, which is well known in the art. In operation, the upper and lower flanges 30 and 32 can be attached to such additional structures using bolts or similar fasteners, as is well known. Optionally, the device may be configured as a docking sleeve, in which the upper and lower flanges 30 and 32 may comprise clamping elements for clamping adjacent pipes, as illustrated in FIG. 6, which is well known in the art.

Как уже отмечалось, трубчатое тело 22 может необязательно содержать несколько корпусов, предназначенных для размещения в них и защиты датчиковых и магнитных блоков 70 и 80, проходящих в радиальном направлении от наружной поверхности 27 трубчатого тела. Как проиллюстрировано на фиг. 2-4, корпуса могут включать в себя гильзы, проходящие в радиальном направлении от трубчатого тела 22. Следует понимать, что магнитные и датчиковые блоки 70 и 80 могут проходить от наружной поверхности 27 трубчатого тела 22 и без этого корпуса или гильзы вокруг них. Как проиллюстрировано на фиг. 3, каждая из гильз 40 может находиться в положении вдоль трубчатого тела 22 так, чтобы образовывать общую плоскость 42, перпендикулярную центральной оси 29 устройства. Как проиллюстрировано на фиг. 7, магнитные и датчиковые блоки 70 и 80 могут располагаться и в более чем одной плоскости 42а, 42b и 42с для создания нескольких местоположений датчиков, позволяющих пользователю отслеживать перемещение трубы через устройство 20.As already noted, the tubular body 22 may optionally contain several housings designed to accommodate and protect the sensor and magnetic blocks 70 and 80, extending in the radial direction from the outer surface 27 of the tubular body. As illustrated in FIG. 2-4, the housings may include sleeves extending radially from the tubular body 22. It will be appreciated that the magnetic and sensor blocks 70 and 80 can extend from the outer surface 27 of the tubular body 22 without this housing or sleeve around them. As illustrated in FIG. 3, each of the sleeves 40 may be in a position along the tubular body 22 so as to form a common plane 42 perpendicular to the central axis 29 of the device. As illustrated in FIG. 7, the magnetic and sensor blocks 70 and 80 may also be located in more than one plane 42a, 42b, and 42c to create multiple sensor locations that allow the user to track the movement of the pipe through device 20.

Гильзы 40 включают в себя трубчатые элементы, проходящие между первым и вторым концами 46 и 48 соответственно и содержащие внутренние и наружные поверхности 50 и 52 соответственно. Гильзы 40 могут быть изготовлены из по существу ферромагнитного материала, такого как сталь, способного проводить магнитный поток, что более подробно будет описано ниже. Гильзы 40 выбирают таким образом, чтобы диаметр их внутренней поверхности был достаточным для размещения в них магнитного блока 70 или датчикового блока 80, что более подробно будет описано ниже. Как пример, не ограничивающий объем настоящего изобретения, установлено, что можно использовать диаметр внутренней поверхности 0,5-6 дюймов (13-152 мм). Кроме того, гильза 40 может характеризоваться длиной, достаточной для размещения в ней датчикового и магнитного блоков, такой как, в качестве примера, не ограничивающего объем настоящего изобретения, 0,5-6 дюймов (13-152 мм). Кроме того, следует понимать, что при использовании других типов корпусов эти корпуса могут быть выполнены из любого подходящего размера для размещения и защиты магнитных и датчиковых блоков от ударов или подобного.The sleeves 40 include tubular elements extending between the first and second ends 46 and 48, respectively, and containing inner and outer surfaces 50 and 52, respectively. Sleeves 40 may be made of a substantially ferromagnetic material, such as steel, capable of conducting magnetic flux, which will be described in more detail below. The sleeves 40 are selected so that the diameter of their inner surface is sufficient to accommodate the magnetic unit 70 or the sensor unit 80, which will be described in more detail below. As an example, not limiting the scope of the present invention, it has been found that an inner surface diameter of 0.5-6 inches (13-152 mm) can be used. In addition, the sleeve 40 may have a length sufficient to accommodate the sensor and magnetic units, such as, for example, not limiting the scope of the present invention, 0.5-6 inches (13-152 mm). In addition, it should be understood that when using other types of housings, these housings can be made of any suitable size to accommodate and protect magnetic and sensor blocks from shock or the like.

Рассмотрим теперь фиг. 3 и 4, на которых гильзы 40 расположены вокруг трубчатого тела 22 в общей плоскости 42. Общая плоскость 42 перпендикулярна центральной оси 29 и может находиться на любой высоте трубчатого тела, такой как, в качестве примера, не ограничивающего объем настоящего изобретения, в его средней точке, как проиллюстрировано на фиг. 3. Как проиллюстрировано на фиг. 4, гильзы 40 могут быть расположены вокруг трубчатого тела 22 на одинаковом расстоянии друг от друга. Как проиллюстрировано в настоящем документе, гильзы 40 крепятся к наружной поверхности 27 трубчатого тела 22 для образования с ним глухого отверстия 44. Гильзы 40 содержат внутри один магнитный блок 70 и по меньшей мере один датчиковый блок 80, причем магнитный блок 70 создает во внутреннем пространстве центрального прохода 28 магнитное поле, а датчиковый блок 80 измеряет изменения этого магнитного поля в ответ на прохождение предмета через него. В частности, магнитные блоки 70 и датчиковые блоки 80 могут быть расположены попеременно вокруг трубчатого тела 22, при этом следует понимать, что потребуется четное число гильз. Кроме того, следует понимать, что могут использоваться и другие расположения магнитных и датчиковых блоков.Let us now consider FIG. 3 and 4, on which the sleeves 40 are located around the tubular body 22 in a common plane 42. The common plane 42 is perpendicular to the central axis 29 and can be at any height of the tubular body, such as, for example, not limiting the scope of the present invention, in its middle point, as illustrated in FIG. 3. As illustrated in FIG. 4, the liners 40 may be located around the tubular body 22 at the same distance from each other. As illustrated herein, the sleeves 40 are attached to the outer surface 27 of the tubular body 22 to form a blind hole 44 with it. The sleeves 40 comprise inside one magnetic unit 70 and at least one sensor unit 80, with the magnetic unit 70 creating a central space in the interior passage 28 is a magnetic field, and the sensor unit 80 measures changes in this magnetic field in response to the passage of an object through it. In particular, the magnetic blocks 70 and the sensor blocks 80 can be arranged alternately around the tubular body 22, it being understood that an even number of sleeves will be required. In addition, it should be understood that other arrangements of magnetic and sensor blocks may be used.

Магнитный блок 70 содержит несколько магнитов, размерно выполненных такими, чтобы помещаться в гильзе 40. Магниты 60 выбирают таким образом, чтобы они характеризовались сильными магнитными полями. В частности, установлено, что могут быть использованы магниты из редкоземельных металлов, таких как, в качестве примера, не ограничивающего объем настоящего изобретения, неодим, самарий-кобальт, или электромагниты. Необязательно, магниты 60 могут также быть никелированными или содержать иное покрытие для стойкости к коррозии.The magnetic block 70 contains several magnets, sized to fit in the sleeve 40. The magnets 60 are selected so that they are characterized by strong magnetic fields. In particular, it has been found that rare earth metal magnets can be used, such as, for example, not limiting the scope of the present invention, neodymium, cobalt-samarium, or electromagnets. Optionally, the magnets 60 may also be nickel-plated or contain a different coating for corrosion resistance.

Датчиковый блок 80 содержит датчик 82, предназначенный для создания выходного сигнала в ответ на магнитное поле вблизи его. Как пример, не ограничивающий объем настоящего изобретения, датчики 82 могут включать в себя магнитные датчики, такие как датчики на эффекте Холла, хотя ясно, что могут быть использованы другие типы датчиков. В частности, установлено, что особенно подходящими являются датчики на эффекте Холла, такие как датчики модели SS496A1, выпускаемые компанией Honeywell®, хотя ясно, что подходящими будут и другие датчики. Датчики 82 вставляют в гильзы 40 таким образом, чтобы они располагались рядом с ее первым концом 46, при этом указанные датчики удерживаются в гильзах любыми подходящими средствами, такими как, в качестве примера, не ограничивающего объем настоящего изобретения, клеи, резьба, крепежные детали и т.п. Датчик 82 содержит выходящие из него выходные провода 86, как проиллюстрировано на фиг. 1. Выходной провод 86 проводным или иным образом соединен с компьютером 88, который необязательно выдает информацию на дисплей 89, и, следовательно, предназначен для передачи выходного сигнала, представляющего ширину металлического предмета, находящегося в центральном проходе 28, такого как бурильная колонна.The sensor unit 80 includes a sensor 82, designed to generate an output signal in response to a magnetic field near it. As an example, not limiting the scope of the present invention, the sensors 82 may include magnetic sensors, such as Hall effect sensors, although it is clear that other types of sensors can be used. In particular, it has been found that Hall effect sensors, such as Honeywell® Model SS496A1 sensors, are particularly suitable, although it is clear that other sensors are also suitable. The sensors 82 are inserted into the sleeves 40 so that they are located near its first end 46, while these sensors are held in the sleeves by any suitable means, such as, for example, not limiting the scope of the present invention, adhesives, threads, fasteners and etc. The sensor 82 comprises output wires 86 emerging from it, as illustrated in FIG. 1. The output wire 86 is wired or otherwise connected to a computer 88, which optionally provides information to a display 89, and is therefore intended to transmit an output signal representing the width of a metal object located in a central passage 28, such as a drill string.

Датчиковый блок 80 может также необязательно содержать магнит 84, размещенный на втором конце 48 гильзы 40. Магниты 84 выбирают таким образом, чтобы они характеризовались сильными магнитными полями. В частности, установлено, что могут использоваться магниты из редкоземельных металлов, таких как, в качестве примера, не ограничивающего объем настоящего изобретения, неодим, самарий-кобальт, или электромагниты. Необязательно, магниты 60 могут также быть никелированными или содержать иное покрытие для стойкости к коррозии. Магниты 84 размещены на вторых концах 48 гильз 40 и удерживаются в гильзах любыми подходящими средствами, такими как, в качестве примера, не ограничивающего объем настоящего изобретения, клеи, резьба, крепежные детали и т.п.The sensor unit 80 may also optionally contain a magnet 84 located on the second end 48 of the sleeve 40. The magnets 84 are selected so that they are characterized by strong magnetic fields. In particular, it has been found that rare earth metal magnets can be used, such as, for example, not limiting the scope of the present invention, neodymium, cobalt-samarium, or electromagnets. Optionally, the magnets 60 may also be nickel-plated or contain a different coating for corrosion resistance. Magnets 84 are placed on the second ends 48 of the sleeves 40 and are held in the sleeves by any suitable means, such as, for example, not limiting the scope of the present invention, adhesives, threads, fasteners, and the like.

По желанию пользователя устройство 20 может характеризоваться любой глубиной между верхней и нижней поверхностями. Подобным образом, верхний и нижний фланцы 30 и 32 могут содержать толщину, выбранную таким образом, чтобы придать устройству достаточную прочность для поддержания конструктивной целостности скважины. Кроме того, устройство будет выбрано таким образом, чтобы оно характеризовалось внутренним диаметром внутренней поверхности 25, соответствующим внутреннему проходу обсадной колонны 12, в которой оно должно использоваться, и диаметром наружной поверхности 27 для обеспечения достаточной прочности для поддержания предполагаемого давления в скважине в соответствии с хорошо известными средствами для давлений и температур, ожидаемых в стволе скважины. Трубчатое тело 22 может быть изготовлено из немагнитного материала, такого как, в качестве примера, не ограничивающего объем настоящего изобретения, сплав на основе никеля и хрома, такой как Инконель (Inconel)®, выпускаемый компанией Special Metals Corporation. Кроме того, следует понимать, что могут быть использованы и другие материалы, такие как, в качестве примера, не ограничивающего объем настоящего изобретения, дуплексные и супердуплексные нержавеющие стали, при условии, что они не создают помех работе датчиков, как описано ниже. Верхний и нижний фланцы 30 и 32 изготавливают из сплава на железной основе, такого как, в качестве примера, не ограничивающего объем настоящего изобретения, сталь 4130 и 4140, хотя могут использоваться и другие металлы, такие как, в качестве примера, не ограничивающего объем настоящего изобретения, супердуплексная нержавеющая сталь. Необязательно, верхний и нижний фланцы также могут быть изготовлены из такого же немагнитного материала, как и трубчатое тело 22. Фланцы 30 и 32 и трубчатое тело 22 могут быть соединены любым известным способом, таким как, в качестве примера, не ограничивающего объем настоящего изобретения, сварка и аналогичные способы для образования цельного тела.At the request of the user, the device 20 can be characterized by any depth between the upper and lower surfaces. Similarly, the upper and lower flanges 30 and 32 may contain a thickness selected in such a way as to give the device sufficient strength to maintain the structural integrity of the well. In addition, the device will be selected so that it has an inner diameter of the inner surface 25 corresponding to the inner passage of the casing 12 in which it is to be used, and the diameter of the outer surface 27 to provide sufficient strength to maintain the expected pressure in the well in accordance with known means for the pressures and temperatures expected in the wellbore. The tubular body 22 may be made of a non-magnetic material, such as, for example, not limiting the scope of the present invention, an alloy based on nickel and chromium, such as Inconel® manufactured by Special Metals Corporation. In addition, it should be understood that other materials may be used, such as, for example, not limiting the scope of the present invention, duplex and super duplex stainless steels, provided that they do not interfere with the operation of the sensors, as described below. The upper and lower flanges 30 and 32 are made of an iron-based alloy, such as, by way of example, not limiting the scope of the present invention, steel 4130 and 4140, although other metals may be used, such as, by way of example, not limiting the scope of the present inventions, super duplex stainless steel. Optionally, the upper and lower flanges can also be made of the same non-magnetic material as the tubular body 22. The flanges 30 and 32 and the tubular body 22 can be connected in any known manner, such as, for example, not limiting the scope of the present invention, welding and similar methods for forming a solid body.

Рассмотрим фиг. 5, выходное устройство 100 может отображать сигнал напряжения, выдаваемый одним или несколькими датчиками во времени. В течение первого периода времени сигнал напряжения будет на первом уровне, обозначенном позицией 102, когда через устройство 20 протянута основная часть трубы. При протягивании через устройство 20 замкового соединения 17 выходной сигнал напряжения датчиков 82 увеличится, как показано позицией 104, из-за большего диаметра металлического предмета в центральном проходе 28. После того как замковое соединение 17 пройдет через устройство, напряжение вернется на более низкий уровень 106. При этом дисплей 100 укажет оператору, когда замковое соединение 17 находится на уровне гильзы. После этого оператор сможет переместить эксплуатационную колонну или колонну 15 для спуска инструментов на известное расстояние для обеспечения того, чтобы трубные плашки 16 или иное оборудование не попали в замковое соединение 17. Кроме того, система может необязательно отображать состояние отсутствия трубы, показанное позицией 108, в котором труба удалена из ствола скважины.Consider FIG. 5, the output device 100 may display a voltage signal generated by one or more sensors in time. During the first period of time, the voltage signal will be at a first level, indicated by 102, when the main part of the pipe is pulled through the device 20. When the lock connection 17 is pulled through the device 20, the voltage output of the sensors 82 will increase, as shown at 104, due to the larger diameter of the metal object in the central passage 28. After the lock connection 17 passes through the device, the voltage will return to a lower level 106. In this case, the display 100 will indicate to the operator when the locking joint 17 is at the level of the sleeve. After this, the operator will be able to move the production casing or casing 15 to lower the tools to a known distance to ensure that the pipe dies 16 or other equipment do not fall into the locking joint 17. In addition, the system may optionally display the pipe absence status shown at 108 in which pipe is removed from the wellbore.

До начала использования датчики 82 могут быть откалиброваны путем помещения магнитного тела с известным размером и местоположением в центральном проходе 28 и корректировки показания для каждого датчика 82а, 82b и 8с известными способами. Затем при работе каждый из датчиков 82 измеряет расстояние до трубы, как показано позициями 83а, 83b и 83с на фиг. 8, причем измеренные расстояния от каждого из датчиков затем сравниваются между собой для оценки размера и положения колонны 15 для спуска инструментов или трубы с использованием триангуляции известными способами. Как проиллюстрировано на фиг. 8, для установления этого местоположения может использоваться один комплект из 3 датчиков. Следует понимать, что могут быть предусмотрены и дополнительные комплекты из 3 или более датчиков для получения дополнительного показателя местоположения трубы. Эти несколько местоположений и размеров трубы могут затем сравниваться и усредняться для повышения точности системы.Prior to use, the sensors 82 can be calibrated by placing a magnetic body with a known size and location in the central passage 28 and adjusting the readings for each sensor 82a, 82b and 8c by known methods. Then, during operation, each of the sensors 82 measures the distance to the pipe, as shown by 83a, 83b and 83c in FIG. 8, and the measured distances from each of the sensors are then compared with each other to assess the size and position of the column 15 for lowering tools or pipes using triangulation by known methods. As illustrated in FIG. 8, one set of 3 sensors may be used to establish this location. It should be understood that additional sets of 3 or more sensors may be provided to obtain an additional indicator of the location of the pipe. These multiple pipe locations and sizes can then be compared and averaged to improve system accuracy.

Рассмотрим теперь фиг. 9, на которой проиллюстрирован разрез одного из магнитных блоков 70. Как проиллюстрировано на фиг. 9, магнитный блок 70 может располагаться в гильзе 40, которая содержит также исполнительный механизм 120 и вал 122 исполнительного механизма, проходящий от исполнительного механизма 120 к магнитному блоку 70. При работе исполнительный механизм 120 может выдвигать магнитный блок 70 в зацепление с наружной поверхностью 27 трубчатого тела 22 или убирать его из зацепления с указанной поверхностью. В убранном положении магнитное поле, создаваемое магнитным блоком 70, уменьшится, тем самым позволяя любым ферромагнитным частицам, притянутым к нему, высвободиться из внутреннего пространства центрального прохода.Let us now consider FIG. 9, in which a section of one of the magnetic blocks 70 is illustrated. As illustrated in FIG. 9, the magnetic unit 70 may be located in the sleeve 40, which also includes an actuator 120 and an actuator shaft 122 extending from the actuator 120 to the magnetic unit 70. In operation, the actuator 120 can push the magnetic unit 70 into engagement with the outer surface 27 of the tubular body 22 or remove it from engagement with the specified surface. In the retracted position, the magnetic field created by the magnetic block 70 will decrease, thereby allowing any ferromagnetic particles drawn to it to be released from the inner space of the central passage.

Описаны и проиллюстрированы конкретные варианты осуществления настоящего изобретения, однако эти варианты осуществления должны рассматриваться лишь как иллюстрирующие настоящее изобретение, а не ограничивающие его объем, определяемый прилагаемой формулой изобретения.Specific embodiments of the present invention are described and illustrated, however, these embodiments should be considered only as illustrating the present invention, and not limiting its scope defined by the attached claims.

Claims

1. A device for measuring a pipe in a well structure, the device comprising:

a tubular body made of non-magnetic alloyed metal, wherein the tubular body extends between its first end and the second end, and the tubular body comprises an inner surface surrounding the passage through it and an outer surface;

a first flange connected to the first end of the tubular body, the first flange comprising an inner surface surrounding a passage through it, wherein the passage of the first flange corresponds to the passage of the tubular body;

a second flange connected to the second end of the tubular body, the second flange comprising an inner surface surrounding the passage through it, wherein the passage of the second flange corresponds to the passage of the tubular body;

at least one sensor unit comprising a sensor for measuring magnetic field strength; and

at least one magnetic block containing at least one magnet,

moreover, at least one sensor unit and at least one magnetic unit are located outside the outer surface of the tubular body, and the device is made with the possibility of linear connection with the design of the well.

2. The device according to claim 1, in which the tubular body comprises at least one housing that extends around at least one sensor unit or at least one magnetic unit.

3. The device according to claim 2, in which each of the at least one housing includes at least one sleeve.

4. The device according to claim 3, in which at least one sleeve is made of an alloy of ferrous metal.

5. The device according to claim 3, in which at least one sensor unit and at least one magnetic unit extend radially from the tubular body.

6. The device according to claim 1, in which at least one sensor unit comprises a sensor that provides a signal representing the diameter of a metal object located in the passage of the tubular body.

7. The device according to claim 6, in which at least one sensor unit comprises a Hall effect sensor.

8. The device according to claim 6, in which at least one sensor unit is located next to the outer surface of the tubular body.

9. The device according to claim 6, in which at least one sensor unit comprises a magnet located at the end of a blind hole opposite to at least one sensor unit.

10. The device according to claim 1, in which at least one magnetic block contains at least one magnet.

11. The device according to p. 10, in which at least one magnet contains several magnets.

12. The device of claim 10, wherein the at least one magnet comprises a rare earth magnet.

13. The device according to p. 10, in which at least one magnet contains an electromagnet.

14. The device according to claim 10, in which at least one sensor unit and at least one magnetic unit are located around the tubular body.

15. The device according to p. 14, in which at least one sensor unit and at least one magnetic unit are located at the same distance from each other around the tubular body.

16. The device according to p. 14, in which at least one sensor unit and at least one magnetic unit are located in a common plane perpendicular to the axis of the tubular body.

17. The device according to p. 14, in which at least one sensor unit and at least one magnetic unit are located in several planes.

18. The device according to claim 1, in which the first flange and the second flange are made of magnetic alloyed metal.

19. A system for measuring a pipe in a well structure, the system comprising: a tubular body made of non-magnetic alloyed metal, wherein

the tubular body extends between its first end and the second end, and the tubular body comprises an inner surface surrounding the passage through it and an outer surface;

at least one sensor unit comprising a sensor for measuring magnetic field strength;

at least one magnetic block containing at least one magnet; and

a display for receiving an output signal from at least one sensor unit and providing a user with a display indicating the diameter of the object inside the passage of the tubular body,